Разработка вариантов конфигурации электрической сети

 

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для каждого потребителя в зависимости от его категории должна быть обеспечена соответствующая степень надёжности.

В соответствии с ПУЭ [5] нагрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й категории от одного источника при соответствующем технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й категории достаточно питания по одной линии, питающейся от одного источника или, в виде отпайки, от проходящей вблизи линии. В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 20% из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии по причине изменения рельефа местности. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,4 - во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной.

Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причём использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.д.

Конфигурация вариантов сети приведена на рисунке 1.1.

На основе выше изложенного принимаем для дальнейших расчётов варианты 1 и 2. Оба варианта имеют наименьшую протяженность сети ЛЭП, удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям потребителей, имеют кольцевые схемы.

Рисунок 1.1- Варианты конфигурации сетей

2. Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

Рассчитаем нагрузки потребителей:

S = P+jQ,

где Q = P*tgц,

где Р - активная мощность потребителей, МВт;

tgц=0,672 - коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании cosц=0,83.

Для ПС2:

Q = 14*0,672 = 9,4 МВ*Ар

S = 14+j9,4 MB*А

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 Значения нагрузок потребителей

ПотребителиКатего-рияТнб,чсosцР, МВтQ, МВАрS, MB*AS?, МВ*АВНСНННВНСНННВНCHНН1Балансирующий узел2III51000,83149,416,8616,873I510010156,7210,0812,0518,0730,124II520012118,067,3914,4613,2527,715II52001711,4220,4820,48

Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. На первом этапе проектирования эту задачу приходится решать приближённо. В качестве приближённого метода применим метод контурных уравнений, т.е. метод, с помощью которого расчёт потокораспределения ведётся в два этапа, когда на первом этапе выполняется расчёт без учёта потерь мощности и потерь напряжения, а на втором - расчеты уточняют с учётом потерь. Здесь используются результаты, полученные на первом этапе электрического расчёта. Чтобы создать предпосылки для возможности применения этого метода, прибегаем к допущениям:

-номинальные напряжения линий одинаковы;

-сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

-потери мощности в трансформаторах не учитываются.

-Расчет приближенного потокораспределения для варианта №1

При одном источнике питания мощности на головных участках рассчитываем по выражению:

где ln и l? длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта №1

Расчет приближенного потокораспределения для варианта №2

Расчет приближенного потокораспределения для варианта №2 производим аналогично варианту №1.

Проверка

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта №2

3. Выбор номинального напряжения и числа цепей линий

Номинальное напряжение - это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать принятой систем номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам [1, c. 45-46] или по эмпирическим формулам [4, с. 260]:

Формула Стилла:

Формула Илларионова:

Формула Залеского:

где l и Р - длина линии, км, и мощность на одну цепь линии. МВт

Во всех случаях независимыми переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности, которые были определены на этапе предварительного потокораспределения.

Произведём расчёт напряжений по экономически зонам и эмпирическим формулам для участка 1-2 варианта №1:

Линия 1-2 одноцепная, длиной 39,6 км, передаваемая активная мощность Р=38,113 МВт. На пересечении координат осей искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной линии принимаем напряжение 110 кВ.

Формула Стилла:

Формула Илларионова:

Формула Залеского:

Окончательно принимаем на участке сети 1-2 варианта №1 номинальное напряжение 110 кВ.

Аналогично производим расчет для остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Предварительный выбор номинального напряжения линий электропередачи

Номер Линии по схемеДлина линии, кмПередаваемая Активная мощность, МВтРасчётное номинальное напряжение, кВПринятое номинальное напряжение, кВпо экономическим зонамПо эмпирическим формуламСтиллаИлларионоваЗалесскогоВариант 11239,638,113110110,59113,0686,11102338,2824,111089,3592,5368,1611034330,8873529,8118,7812,851104539,623,88711089,1392,3368,141105135,6440,887110113,98115,3388,03110Вариант 21239,61411070,4672,3252,171101364,6829,16110100,03103,4380,2111034334,163543,3040,2827,821104539,618,8411080,1482,9560,521105135,6438,84110111,24112,9485,80110

На участке 5-1 первого варианта принимаем линию двухцепной с номинальным напряжением 110 кВ.

На остальных участках сети принимаем одноцепные линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.

4. Выбор сечения проводов и при необходимости ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети

Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимому току нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них. Результаты расчётов можно представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты выполняются для каждого из рассматриваемых вариантов.

Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:

где:

I-ток в проводнике при нормальной работе сети, А;

Jэ- экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования максимальной нагрузки, А/мм2.

Согласно заданию, время использования максимальной нагрузки Тmax=5100 ч для ПС2 и ПСЗ, и Тmах=5200 ч для ПС4 и ПС5.

Так как значения Тmах различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Тср:

Для варианта № 1:

Для варианта № 2:

По параметру Тср и табл. 5.1 [1] принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1 А/мм2.

Проверка по условию короны:

где:

Upaб - рабочее напряжение;

Uкр - критическое напряжение короны;

m0 - коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов m0=0,85;

mn - коэффициент, учитывающий состояние погоды, mп = 1 при сухой и ясной погоде;

д - коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, д=1;

r - радиус провода, см;

D - расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр.46 [1] предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть принято равным 400 см. В качестве материала для проводов воздушных линий используем сталеалюминевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по условию образования короны). Наименьшее сечение провода должно удовлетворять условию: . Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения, т.е. взять большее сечение.

Таблица 4.1 - Выбор сечений проводов воздушных линий

Номер линииРасчётная мощность, MB*AРасчётное сечение провода по экономическим условиям, мм2Проверка по условиям короны, кВПроверка по допустимому току нагрева, АПринятое сечение и марка проводаВариант 11-245,91476435241199,5605АС-240/322-329,05178798152,5154450АС-150/243-41,0686369825,6111265АС-70/114-528,77608182151154450АС-150/245-149,25797061ч2129,31392х3902хАС-120/19Вариант 21-216,862977288,5124330АС-95/161-335,13105818184,4178510АС-185/293-45,01063359326,3111265АС-70/114-522,69681143119,1139390АС-120/195-145,69945471239,9199,5605АС-240/32

Для проверки выбранных сечений по нагреву в замкнутой сети находим потокораспределение в различных послеаварийных режимах и соответствующие токи. Результаты расчета сводим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты расчёта послеаварийного режима

Номер ветвиТок, А, при отключении сетиНаибольшее значение тока, АВариант 11-22-33-44-55-11-2088,508246,598392,024499,526499,5262-388,5080158,09303,516411,018411,0183-4246,598158,090145,426252,928252,9284-5392,024303,516145,4260107,502392,0245-1499,526411,018252,928107,5020499,526Вариант 2риант 21-21-33-44-55-11-2088,50888,50888,50888,50888,5081-3184,3900158,09303,516411,018411,0183-426,299158,090145,426252,928252,9284-5119,12303,516145,4260107,502303,5165-1239,86411,018252,928107,5020411,018

На всех участках сети ток в послеаварийном режиме не превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов. Конфигурация сети для вариантов 1 и 2 остается такой же, как и в начале расчётов.

Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, питающих потребителей I и II категории, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать на условия всей нагрузки потребителей при выходе из строя одного трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100%).

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах:

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере подстанции 5.

Определим подключённую в момент максимума мощность:

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Принимаем по таблице 2.2[1] два трансформатора типа ТДН-2500/110.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:

Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор числа и мощности трансформаторов

Номер подстанцииСуммарная подключенная в момент максимума мощность, МВ*АМощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки, МВ*АЧисло выбранных трансформаторов Номинальная мощность каждого из выбранных трансформантовЗагрузка каждого из трансформаторовВ нормальном режиме, %В аварийном режиме, %216,86316,86312567,452-318,07212,921656,475112,95427,71119,7922555,422110,844520,48214,6321640,964128,0125

Таблица 5.2 - Параметры трансформаторов

Тип и мощность, МВ*АUном обмоток, кВUк,%ДPк,кВтДPх, кВтIх,AВНСНННВ-СВ-НС-НТРДН - 25000/110115-10,510,5120270,7ТДН - 16000/110115-1110,585190,7ТДТН - 25000/110115116,610,517,56,5140310,7ТДН - 16000/110115-1110,585190,7

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрошенными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределении мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности т к не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены но формуле:

где:

- нормативный коэффициент эффективности капиталовложения;

K - капитальные затраты на сооружение электрической сети;

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП:

где:

К0 - стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 гола для двух вариантов. Результаты сводим в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Стоимость линий

Номер ветвей схемыДлина линии, кмМарка и сечение провода, количество ветвейУдельная стоимость тыс. руб./кмПолная стоимость лини тыс. руб.Вариант 11-239,6АС-240/3214554,42-338,28АС-150/2411,7447,8763-433АС-70/11123964-539,6АС-150/2411,7463,325-135,64АС-120/1918,1645,084Итого2506,68Вариант 21-239,6АС-95/1612475,21-364,68АС-185/2912,9834,3723-433АС-70/11123964-539,6АС-120/1911,4451,445-135,64АС-240/3214498,96Итого2655,972

Капитальные затраты на сооружение подстанции:

где:

- стоимость трансформаторов, тыс. руб.;

- стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.;

- постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Эти данные приводятся в таблицах [1]. Результаты расчетов стоимости подстанций для двух вариантов сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Стоимость подстанций

Номер узлаСтоимость трансформаторов, тыс. руб.Постоянная часть затрат, тыс. руб.Стоимость распределительных устройств, тыс. руб.Полная стоимость подстанции, тыс. руб.28421012041432х6321012045642х9125012055252х63210120456Итого1878

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

Годовые эксплуатационные расходы:

где:

+ - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

- для силового оборудования;

- для воздушных ЛЭП

ДW - потери энергии в трансформаторах и линиях. МВт*ч;

в - стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, руб/кВт*ч;

для силового оборудования в = 1,75*10-2 руб/кВт*ч, для ЛЭП в = 2,23*10-2 руб/кВт*ч.

Потери энергии в трансформаторах:

где:

и - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

- наибольшая нагрузка трансформатора, МВ*А;

- номинальная мощность трансформатора, МВ*А;

- продолжительность работы трансформатора,

- продолжность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности наибольшей нагрузки по формуле:

.

Потеря энергии в линии:

где:

- номинальное напряжение, кВ;

- активная сопротивление линии, Ом, состоящее из активного сопротивления на единицу длины, Ом/км и длины линии, км.

Для замкнутой сети:

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Приведённые затраты:

Так как вариант 2 более дешёвый по сравнению с вариантом 1, то при дальнейших расчётах используем вариант 2.

7. Электрические расчёты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Составляют схему замещения электрической сети (линии замещаются П-образной, трансформаторы - Г- образной) и определяют её параметры:

Для линии:

; ; ; ,

где:

- удельная активное и реактивное сопротивления, Ом/км;

- удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км;

- длина линии, км.

Удельные параметры ЛЭП r0, х0 и b0 определяют по таблицам.

Для участка сети 1-2, длинной 30 км, выполненного проводом АС-95/16:

активное сопротивление:

;

реактивное сопротивление:

;

ёмкостная проводимость:

;

зарядная мощность, подключенная на концах участка:

Таблица 7.1 - Параметры ЛЭП

Учас-ток сетиДлина линии, кмМарка и сечение проводаr0, Ом/кмx0, Ом/кмb0, Cм/кмR, ОмX, ОмB*10-6, СмQb подключенная к концам участка, МВ*Ар1-239,6АС-95/160,3010,4342,6111,9217,19103,3560,6251-364,68АС-185/290,1590,4132,7510,2826,71177,871,083-433АС-70/110,4220,4442,5513,9314,6584,150,5094-539,6АС-120/190,2440,4272,669,6616,91105,3360,6375-135,64АС-240/320,1180,4052,814,2114,43100,1480,605

;

- потери короткого замыкания, кВт;

- номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ;

- номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

- напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х обмоточные трансформаторы при Uвн.ном ? 220 кВ представляются упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода ?Рх+j?Qх:

.

Для подстанции 2:

Результаты расчётов сводят в таблицу 7.2

Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов

Номер подстанцииТип и мощность, МВ*АРасчётные данныеДPх, мВтДQх, мВ*AрRт, Ом Хт, ОмВНСНННВНСННН2ТРДН - 25000/1102,5455,90,0270,17532хТДН - 16000/1102,243,40,0380,22442хТДТН - 25000/1100,750,750,7528,45017,850,0620,3552хТДН - 16000/1102,243,40,0380,224

Для данных трансформаторов предел регулирования напряжения ±9 х 1,78%.

7.1 Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии, которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети. Приводят нагрузки к сети ВН:

Рвн+jQвн=(Рн+?Pх+ ·т) + j(Qн+?Qх+ ·Хт - ? Qb),

где:

Рн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;т, Хт - суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

?Qb - суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной нагрузки (подстанции).

Для подстанции 2:

Результаты расчетов сводят в таблицу 7.1.1

Таблица 7.1.1 - Расчётные нагрузки подстанций

Номер подстанцииPн + jQн, МВ*А?Pх + j?Qх, МВ*А?Pт + j?Qт, МВ*А?Qb, МВ*АрPвн + jQвн, МВ*А214+j9,40,027+j0,1750,054+j1,20,62514,081+j11,4310+j6,72 15+j10,080,038+j0,2240,051+j1,071,58925,089+j19,683423+j15,45 12+j8,06 11+j7,390,062+j0,350,043+j1,65 0,012+j0 0,011+j0,2371,14623,128+j18,833

Производят расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитывают без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:

,

где: и - полные сопротивления противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

Распределение потоков мощности на остальных участках находят по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1

Корректируем найденное потокораспределение с учётом потерь мощности.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приводят на рисунке в пояснительной записке.

Рисунок 7.1.1 - Потокораспределение на участках сети в режиме наибольших нагрузок

Таблица 7.1.2 - Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сетиМощность в начале линии, МВ*АПотери мощности в линии, МВ*АМощность в конце линии, МВ*А1-214,099+j11,4260,018+j0,02614,081+j11,41-330,567+j26,1321,182+j3,07229,385+j23,063-44,296+j3,3770,034+j0,0364,262+j3,3414-519,342+j16,3250,476+j0,83318,866+j15,4925-137,238+j33,2870,788+j2,736,45+j30,587

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

7.2 Электрический расчёт сети в режиме наименьших нагрузок

Мощность потребителей в режиме наименьших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность задаётся в процентах от наибольшей мощности нагрузок. Этот процент зависит от характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию: Pнм = 0,5Pнб.

Таблица 7.2.1 - Расчётные нагрузки подстанций

Номер под-станцииPн + jQн, МВ*А?Pх + j?Qх, МВ*А?Pт + j?Qт, МВ*А?Qb, МВ*АрPвн + jQвн, МВ*А27+j4,70,027+j0,1750,014+j0,30,6257,041+j5,835+j3,36 7,5+j5,040,038+j0,2240,013+j0,2631,58912,551+j10,476411,5+j7,725 6+j4,03 5,5+j3,6950,062+j0,350,011+j0,413 0,003+j0 0,002+j0,0591,14611,578+j9,69358,5+j5,710,038+j0,2240,017+j0,3441,2428,555+j7,52

Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:

Проверка:

Распределение потоков мощности на остальных участках находят по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1

Корректируем найденное потокораспределение с учётом потерь мощности.

Таблица 7.2.2 - Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сетиМощность в начале линии, МВ*АПотери мощности в линии, МВ*АМощность в конце линии, МВ*А1-27,123+j5,9180,082+j0,1187,041+j5,81-314,998+j12,9210,308+j0,814,69+j12,1213-42,139+j1,6450,008+j0,0092,131+j1,6364-59,57+j8,2720,123+j0,2159,447+j8,0575-118,326+j16,4810,201+j0,68918,125+j15,792

Рисунок 7.1.1 - Потоктокораспределение на участках сети в режиме наименьших нагрузок

.3 Электрический расчёт сети в nослеаварийном режиме

Наиболее тяжёлый случай аварии происходит при обрыве линии на головном участке 1-3. Поэтому рассмотрим аварийный случай при обрыве одноцепной линии на участке 1-3.

сеть электропередача конфигурация

Таблица 7.2.1 - Расчётные нагрузки подстанций

Номер под-станцииPн + jQн, МВ*А?Pх + j?Qх, МВ*А?Pт + j?Qт, МВ*А?Qb, МВ*АрPвн + jQвн, МВ*А214+j9,40,027+j0,1750,054+j1,20,62514,081+j11,4310+j6,72 15+j10,080,038+j0,2240,051+j1,071,58925,089+j19,683423+j15,45 12+j8,06 11+j7,390,062+j0,350,043+j1,65 0,012+j0 0,011+j0,2371,14623,128+j18,833517+j11,420,038+j0,2240,07+j1,3761,24217,108+j14,262

Распределение мощности без учёта потерь мощности.

Рассчитаем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учётом потерь мощности:

Результаты расчёта сведём в таблицу 7.3.2

Таблица 7.2.3 - Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сетиМощность в начале линии, МВ*АПотери мощности в линии, МВ*АМощность в конце линии, МВ*А1-214,099+j11,4260,018+j0,02614,081+j11,41-3---3-426,26+j20,9411,171+j1,25825,089+j19,6834-552,598+j45,3943,21+j5,6249,388+j39,7745-170,158+j61,2060,452+j1,5569,706+j59,656

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для

Больше работ по теме: